La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) multó a 10 empresas de distribución eléctrica por los cortes de luz que afectaron a más de 300 mil familias luego del sistema frontal que afectó a la zona centro sur a mediados de junio pasado. El monto total de la infracción fue de $9.152,24 millones.

Para el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, Dr. Humberto Verdejo, la cifra es baja si se consideran los ingresos que perciben las empresas distribuidoras, particularmente aquellas que tienen adjudicadas zonas de concesión.

Además, prevé que el monto de estas multas puede, incluso, disminuir, ya que las empresas aún tienen un plazo de 15 días hábiles para apelar a esta resolución.

Por lo tanto, considera que la infracción no logrará que las empresas continúen incurriendo en estas fallas a futuro. La solución, a su juicio, “no va por el lado de penalizar y multar a las empresas”, sino de obligarlas legalmente a que “refuercen las inversiones para asegurar la seguridad y calidad del suministro”.

Modificar la regulación

De acuerdo al doctor en ingeniería eléctrica, lo primero es buscar una fórmula para que la regulación obligue a las empresas a mejorar su infraestructura en aquellos lugares más expuestos a temporales u otros eventos climáticos.

"Lo que hay que hacer es modificar el marco regulatorio, para que la empresa efectivamente realice las inversiones, a fin de que estos eventos no vuelvan a ocurrir, pero con la restricción de que el costo de esa inversión no se traduzca en un incremento directo de las tarifas de los clientes”, afirma.

Para que esto ocurra, el académico propone que esta prerrogativa se incorpore como condición al momento de adjudicar y mantener las zonas de concesión.  Es decir, que las eléctricas se comprometan con “un valor anual de 20, 30 o 40 millones de dólares anuales, solo para infraestructura futura, con el fin de reforzar el sistema de distribución”, concluye.

Según datos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), cuatro mil novecientos clientes permanecían sin electricidad hasta el miércoles pasado, superando las 100 horas sin este suministro. Es decir, diez veces más que el promedio de interrupción del servicio durante 2016 que, descontando los casos de ‘fuerza mayor’, registró 7,9 horas.

Para el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, Dr. Humberto Verdejo, esto ocurre porque las empresas de distribución no cuentan con capacidad para responder en el corto plazo a la revisión de todo el tendido eléctrico, ya que este abarca 20 mil kilómetros, aproximadamente. Por eso, propone que las municipalidades asuman un rol más activo en la fiscalización previa, a fin de evitar cortes de luz posteriores.

“Las municipalidades pueden apoyar identificando los puntos vulnerables a caídas de ramas o choques con los postes para notificar, luego, a la empresa de distribución. De esa manera, quedaría respaldado que informaron respecto a cuáles eran los puntos más críticos”, sostiene.

Para realizar este monitoreo, el Dr. Verdejo señala que se pueden utilizar los mismos móviles de seguridad ciudadana que tienen los ayuntamientos, a fin de que el personal no solo haga patrullajes preventivos, sino que, también, inspecciones oculares del cableado. “No se trata de que intervengan el tendido, solo identificar los puntos vulnerables”, insiste.

Factor climático

Por otra parte, el Dr. Verdejo subraya que los alcaldes deben evitar que se sigan realizando proyectos que contemplen tendidos sobre la superficie, ya que son más endebles a los  efectos de temporales o cambios climáticos, presionando a las distribuidoras para que hagan todas sus instalaciones de manera subterránea.

Además, indica que los ediles tienen la responsabilidad de generar instancias de diálogo junto a la SEC, para exigir que las empresas realicen mejoras en el servicio en el corto plazo.

Aunque enfatiza que el principal problema es de fiscalización, el académico reconoce que la gran cantidad de horas que miles de clientes padecieron sin suministro también se debe a las condiciones climáticas de este 2017, muy distintas a las del año pasado. Principalmente, por el adelantamiento de fenómenos asociados al invierno, como las lluvias y los fuertes vientos que afectaron al país la semana pasada.

“Como nos hemos dado cuenta de que las condiciones climáticas van a seguir repitiéndose, hay que considerar modificaciones a la regulación, para mitigar los efectos del corte de suministro”, concluye.

El Gobierno anunció que rebajará en un 48% el volumen de energía que licitará a distribuidoras eléctricas este año, en relación a lo que se había proyectado en un comienzo. Es decir, se subastarán 2.200 GWh. Sin embargo, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE)  confían que este proceso será igual o más exitoso que el de 2016, y que la oferta será “similar o, incluso, superior a la licitación del año pasado”, apuestan.

Para el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, Dr. Humberto Verdejo, la señal busca que menos proyectos de energías renovables se adjudiquen bloques de licitación este año. Explica que al ser más reducido el espectro a subastar, los convencionales deberán asegurar su cuota, con lo que dejarían fuera a las ERNC y, de esta manera, se reduciría la incertidumbre.

“Si la oferta es menor, los que van a entrar más fuerte serán los convencionales y el objetivo sería evitar la especulación que ha habido en función de que las ERNC no van a entrar a operar efectivamente en la fecha en que se adjudicaron los bloques de energía”, afirma.

“Entrarán fundamentalmente los convencionales”, insiste. “El año pasado, era el doble de lo que se está licitando hoy en diferentes bloques del día y, por eso, podían entrar perfectamente los convencionales y los ERNC, teniendo una gran cantidad de oferta a cumplir”, explica.

“Una forma de evitar que se sigan adjudicando proyectos a precios tan bajos, con la incertidumbre de que, en la práctica, puedan o no concretarse, es reduciendo la oferta”, plantea. “La comisión lo que busca es evitar tener precios tan bajos, que luego generen incertidumbre de si esos proyectos efectivamente se van a concretar”, insiste.

Aunque concuerda en que las causas que motivaron la reducción de la energía licitada para este año son, como señala la autoridad, el bajo crecimiento económico y el paso de clientes regulados a libres, enfatiza que “detrás de esto hay una señal para evitar que siga existiendo esta incertidumbre dentro del sector”.

En el proceso del año pasado, la irrupción de las energías renovables logró que los precios bajaran a mínimos históricos. “Nadie nos asegura que el precio de la energía, que fueron US$47,6 megavatio/hora, se cumpla en un horizonte de quince años. No están dadas las condiciones para que la empresa que ofertó ese valor cumpla”, sostiene.

Agrega que “muchas ERNC postularon sin siquiera estar aprobados por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y menos estaban construidos”.

De acuerdo al académico, las ERNC “son proyectos a largo plazo y la banca no está financiándolos, por la baja rentabilidad que iban a tener en el futuro”. “El Gobierno tuvo que entrar a modificar el procedimiento de financiamiento para estos proyectos”, agrega.

“No existe ningún mecanismo, a excepción de la boleta de garantía, que obligue a la empresa a cumplir. Entonces, puede haber mucha especulación”, afirma. “Habría que implementar un sistema en el cual obligar, no solo mediante boleta de garantía, sino con otro procedimiento especial, a que el que se compromete, cumpla”, propone.

No están dadas las condiciones

“Las ERNC, si bien tienen que penetrar con fuerza dentro de la operación del sistema, deben ser proyectos que se vayan a ejecutar en la práctica, porque no tiene ningún sentido que se comprometan a ejecutar un proyecto en 10 años más y que, finalmente, este no se ejecute, debiendo traspasar el contrato a un generador convencional”, indica el Dr. Verdejo.

Según el Gobierno, hasta la fecha han sido aprobados el 88% de los contratos. No obstante, el académico indica que “el paso por el SEIA no significa que esté construido ni que los inversionistas tengan el dinero para 15 años más”.

A su juicio, para que las energías renovables dejen de ser una inversión incierta, Chile todavía debe impulsar cambios importantes. “Las modificaciones a la ley de transmisión apuntan a eso, a tener un sistema troncal robusto y, sobre todo, a los nuevos polos de desarrollo, dándole las facilidades a las ERNC para que puedan conectarse al sistema de manera mucho más expedita, como puede hacerlo una central hidráulica”, sostiene.